Гиматудинов Ш.К. (ред.) Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти

Подождите немного. Документ загружается.

уровень находится у приема скважинного насоса, плотность пластовой жид-

кости р

=1000 кг/м

, а колонна НКТ заполнена пластовой жидкостью, силы

трения

между

элементами внутрискважинного оборудования

отсутствуют.

Зависимость величины давления, развиваемого силовым насосом, от пе-

речисленных факторов можно

учесть

следующим образом (табл. V.6):

\-Q

[

(V.27)

где p'i — давление, развиваемое силовым насосом при действии одного из

перечисленных факторов; Q* — коэффициент пропорциональности, соответст-

вующий данному фактору; АФ;/Ф<— относительное изменение фактора.

Все эксплуатационные факторы в различной степени отражаются на

уравновешенности установки, причем для определенных значений диаметров

скважинных насосов это влияние минимально.

Так,

например, степень заполнения насосно-компрессорных

труб

пластовой

жидкостью, изменяющаяся в процессе запуска установки, после длительного

простоя минимальна для скважинных насосов

всех

типов с условным раз-

мером диаметра плунжера 55 мм.

Изменение

'буферного давления в наименьшей степени имеет значение

для установок со вставными насосами диаметрами 38 и 43 мм и трубными —

диаметром 43 мм.

От динамического уровня пластовой жидкости и ее плотности уравнове-

шенность не зависит при применении насосов

всех

типов с плунжером диа-

метром 55 мм.

Уравновешенность установки тем меньше зависит от сил трения, чем

больше условный размер насоса.

Мощность

электродвигателя определяется по формуле

) kg

Ц 1А(

)

PflV)

(V.28)

где а — доля продолжительности установившегося движения точки подвеса

штанг; |3 — доля продолжительности неустановившегося движения точки под-

веса штанг в общем балансе времени двойного

хода;

Т]

— к. п. д. силового

насоса; т)

=0,98; г\

— к. п. д. двигателя; n

r)i — произведение коэффициен-

тов, учитывающих эксплуатационные факторы в период установившегося

движения; П„г],-—произведение коэффициентов, учитывающих эксплуата-

ционные

факторы в период неустановившегося движения.

ПРОЕКТИРОВАНИЕ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО

РЕЖИМА

РАБОТЫ

УСТАНОВКИ

Технологический режим работы гидроприводной установки определяется

комплексом показателей: длиной

хода

штанг в точке подвеса, параметром

уравновешенности, ускорением при разгоне и торможении штанг, числом

двойных

ходов

плунжера скважинного насоса в единицу времени, мощностью

двигателя, необходимой для приведения установки в действие.

Все эти параметры

следует

устанавливать с

учетом

характеристики сква-

жины.

Надо иметь в

виду,

что длина

хода

точки подвеса штанг должна быть

возможно близкой к паспортной длине

хода.

Рассмотрим в качестве примера последовательность и содержание этапов

расчета работы установки с использованием в качестве уравновешивающего

груза

колонны насосно-компрессорных

труб,

когда необходимо выбрать типо-

размер установки АГН для вертикальной скважины, имеющей

следующую

характеристику:

глубина фильтра 1300 м, статический уровень Л

=850, коэффициент про-

дуктивности пласта К=0,145 т/(сут-МПа); показатель в уравнении притока

/№=0,94;

плотность жидкости р

=1000 кг/м

; оптимальный дебит

0,4—0,5

221

от максимального; максимальное буферное давление на

устье

скважины Рб =

=0,98

МПа.

1. Определим максимальный дебит Qmai. Для этого подставим задан-

ные

значения в уравнение притока:

0Л45

[(1300-850-50)]».»

= 46,48 т/сут.

Плотность жидкости принята 1 т/м

, минимальное погружение скважин-

кого насоса под уровень жидкости принято /

in = 50 м.

Оптимальный дебит принимаем равным 25

т/сут.

2. Определим динамический уровень

10 / Q \Чт Ю / 25 \

1/0.94

= "Г

(Об)

850

105

учетом глубины погружения лод уровень жидкости длина подвески

£.= 1100 м.

3. Предварительно определим типоразмер установки. Для этого, исходя

из

максимальной глубины L=1100 м, без

учета

буферного давления нахо-

дим, что заданным условиям эксплуатации

будет

удовлетворять установка

АГН=Л (табл. V. 1) со скважинным насосом, имеющим диаметр плунжера

38 мм или 43 мм (табл. IV.2) при уменьшенном числе двойных качаний

минуту. С учетом обеспечения форсирования отбора жидкости в процессе

эксплуатации принимаем насос НГН-2-43 с внутренним диаметром втулок

44 мм.

Скважинный

насос для установки выбирается так же, как и при эксплуа-

тации

скважин с помощью балансирных станков-качалок, т. е. в соответствии

с условиями эксплуатации и особенностями проведения подземного ремонта.

Длина

хода

плунжера скважинного насоса должна соответствовать пас-

портному значению длины

хода

точки подвеса штанг относительно

труб.

Диаметр колонны насосно-компрессорных равнопрочных

труб

принимаем рав-

ным

73 мм (внутренний диаметр 62 мм).

Конструкцию колонны примем из штанг стали марки 20 НМ, [о}=

=90

МПа. Длины ступеней диаметром 22 мм —32%, 19 мм — 26%,

16 мм —40%.

4. Определяем значение параметра уравновешенности К, которое гидро-

привод должен обеспечить. Для этого найдем линейную плотность элементов

внутрискважинного оборудования.

Исходя из выбранных диаметров НКТ, насоса и штанг определяем по

табл. V.8, V.9, V.11 <7ж=1,52, <?

=9,53,

<?„

1,499.

Определить q

непосредственно из табл. V.7 нельзя, так как колонна

ступенчатая, поэтому воспользуемся формулой

/ 'в

ЧШПР

= Ч

-Т- + <7

-Г + <7т -г=2,75-0,32 +

2,05-0,28

1,54-0,4

= 2,03.

Для определения значения q

ступенчатой колонны можно также вос-

пользоваться номограммой (см. рис. V.7), получаем <7ш=2,О4.

Величины q'

и q'

, обусловленные наличием буферного давления, опре-

деляем по формулам

15,2-10-*-98-10

<7'

= —

чк— i

if>6

1100

,99-10-

1100-

•9

,81

98-

10*

-=о

-=о,

,138

136

кг/м;

кг/м

222

Значения

/„, /к для заданного сочетания насосно-компрессорных

труб

и-

насоса взяты из табл. V.9 и V.10.

5. Определим параметр уравновешенности К

При

комплектации установки трубным цилиндром с внутренним диамет-

ром D=180 мм, штанговым цилиндром диаметром d= 80 мм

/£>

=j80

=°.

197

Определим параметр уравновешенности, не учитывая буферного давле-

ния,

т. е. значения q'

и q'

принимать во внимание не

будем.

Подставив;

полученные значения линейных плотностей элементов подземной части

уста-

новки

в формулу (V.4) и решив уравнение, получим

— kq

+ д

(kq

fegK-gm)

+ 4 (q

*" +

<7к

+ fa)

- 2(9,53+ /,499+

1,520)

1-0,197-9,57-0,197.1,499

2,03 +

V(0,197-9,53

0,197-1,499—

2,03)

4(9,53

+ 1,499 +

1,520)

(0,197-2,03+

0,197-1,520)

=0,230.

Для определения параметра уравновешенности можно воспользоваться*

номограммой (см. рис. V.4), из которой

следует,

что /С

=0,232.

6. Определим диаметр фальшштока.

Диаметр фальшштока, обеспечивающий значение параметра уравновешен-

ности

К==

0,230,

определяем по формуле

" —

*mT -i/

0.23-180

—80

+ 32

=у о^з = 93 мм,

где й

шт

— диаметр штока штангового цилиндра рассматриваемой установки;.

с(шт = 32 мм.

В комплекте установки имеются штоки с ближайшими значениями диа-

метров 90 и 100 мм. С помощью номограмм (см. рис. V.4) определяем па-

раметр уравновешенности, соответствующий фальшштоку диаметром 100 мм.

Получаем Кф=0,24. Таким образом, имеем

Д/С=Я

—К

=0,24—0,23=0,01.

7. Определим величину дополнительного

груза

при не полностью урав-

новешенной

установке, например, если неуравновешенность обусловлена не-

соответствием установленного и требуемого диаметров фальшштоков трубного

цилиндра. Это возможно, если в рассматриваемом примере вместо фальш-

штока диаметром 95 мм установлен фальшшток диаметром 100 мм.

Тогда фактическое значение параметра равновесия

ti'-tfy

— 32"

Ф= Д2_В

фш

180

—100

239

Величина

ДК=Кф—К

=0,239—0,230=^0,01, что

соответствует

получен-

ному выше

результату.

Определим значения коэффициентов уравнения (значения qi были опре-

делены в п. 4):

В=Й(<7т+9к)—

<7ш=О,14,

С=—

й(<7ш+<?ш)

=—0,69.

223

Поскольку

АК>0,

подставив А, В и С в формулу (V.9), получим

12,55-0,24

4-0,Н-0,24

— 0,69

1100 0,24 + 0,197 =

152 кг

Для уравновешивания установки необходимо увеличить массу штанг на

152 кг, что можно обеспечить или монтажом утяжеленных штанг, или изме-

нением

конструкции колонны шт#нг таким образом, что линейная плотность

ее

будет

больше имеющейся на величину q

доп=<2ш/Ь=0,138 кг/м.

Суммарная линейная плотность колонны должны быть

<7ш+<7ш

доп = 2,03+0,138 = 2,168 кг/м.

8. Определим давление настройки переливного клапана.

Для этого воспользуемся формулой

(V.19).

Предварительно определим Д

и Д

- Поскольку материал НКТ и штанг

один и тот же, то <р=<7т/<7ш=9,53/2,03=4,69.

— 1 2-4,69-0,24+

0,24—1

рф ф _ + _

Дт=

2(1 +<j)

2(1+4,69)

0>131

2+<р —

уАГ

2 + 4,69 —

4,69.0,24

Аш =

2(1+у)

2(1 +4,69)

0>489

Ркл = g -Щ^ (

d* 80

N==

— d"

—32

2=I>19

Тогда получим

Лл = 9.81

1,19-42?2-10-*

(9.53-0,131 +

2,03-0,489-2,03

— 1,52 +

0,24-9,53

+ 0,24-1,499)= 2,41 МПа

9. Установим максимальное усилие при

ходе

штанг вверх. Предваритель-

но

определим значение /п

ах в:

<7т + <7к + 9ж —

2,41-10».254.10-"

9,53

1,499

1,52 —2,03/0,24

9,81-1100

= 9,53-0,131+2,03-0,489 =4,35,

где

F —

площадь поперечного сечения трубного цилиндра;

-^-B

=-j-18

-10-

= 254-Ю"

получим /п=4,35;

Г Г

4,35-0,254

тах

1100-9,81 11,52

2,03^1

+ JJ +

0,0025-0,197

2,59.10-

-2-10»

42>2-10

0|239

,Х

Л+03

1.52'-1,52-2,03-1000/7800

+ 14>9

-,,

58кН

X у ^"'° 2,03(1,52+

1,499)—

2,03

-1000/7800 / ^

224

При

определенной нагрузке может быть использована установка АНГ-Л,

паспортное значение усилия в точке подвеса штанг для которой составляет

60 кН, поскольку для установок АГН допустимо превышение нагрузки на

10%. Эту установку и выбираем для привода скважинного насоса.

Если

максимальное усилие в точке подвеса штанг превышает паспорт-

ное

больше, чем на 10%, а условия эксплуатации не позволяют выбрать

установку

другого

типо-размера, можно применять данную установку, но при

этом необходимо:

а) чтобы выполнялось условие

Pnacn^L[g(q

-\-q

)-\-x];

б) давление срабатывания переливного клапана р

п необходимо соот-

ветственно уменьшить.

10. Регулировка длины

хода

штанг и

труб

в точке подвеса.

Определим, как нужно настроить реверсирующее устройство установки,

чтобы обеспечить необходимый ход плунжера относительно цилиндра сква-

жинного насоса. Полагаем, что длина

хода

плунжера скважинного насоса

составляет 1,8 м.

Определим фактическую длину

хода

скважинного насоса относительно

цилиндра с учетом деформации штанг и насосно-компрессорных труб.

Средняя

площадь поперечного сечения колонны штанг

fmcp=

JL l/L

Г7Г- = 6Т32 0,28 0,4

см2

4 м2

j^IJg

1,52.1100^9,81

fcp"

2.10"-2,59-10-*

301

l,52.1100

-9,81

т, "

, fa ! ! л по \*

£frp

2-10"-11,7-10-*

ио м

где Е — модуль упругости стали.

Длина

хода

точки подвеса штанг относительно точки подвеса насосно-

компрессорных

труб

для обеспечения

хода

плунжера /

= 1,8 м должна со-

ставлять

Для обеспечения этой длины

хода

поршень трубного цилиндра должен

иметь ход, равный

IK*

2,2-0,24

»V°

При

первом пуске установки упоры реверса

следует

разместить на рас-

стоянии

0,35 м и при работе установки измерить фактическую длину

хода

устьевой трубы. Затем необходимо (предварительно остановив установку)

с учетом полученной поправки установить упоры таким образом, чтобы фак-

тическая длина

хода

этой трубы соответствовала рассчитанному; при этом,

если длина

хода

будет

равна 0,42 . м, то относительная длина

хода

соста-

вит 2,2 м.

11.

Выбор силового насоса.

Исходя из заданного дебита Q

=25

/сут

и коэффициента подачи сква-

жинного насоса т)=О,75, определим необходимое число качаний при длине

хода

плунжера скважинного насоса 1,8 м:

Л==

1440у

т)

144015

210-*-1,8-0,75

Определим подачу силового насоса:

225

N (k + Кф)

8,46-2,2-42,2-!Q-«-

1,19 (0,197 + 0,24)

Q= X

60.0,197(0,24+1)

0,0028

/с (167 л/мин).

По

табл. V.4 находим наиболее близкое значение подачи силового

насо-

са 150 л/мин (2,5 -10~

/с). Эта подача может быть обеспечена при исполь-

зовании

трехсекционного шестеренного насоса при частоте вращения вала

приводного двигателя га = 720 об/мин.

12. Определение давления, развиваемого силовым насосом.

Это давление изменяется по фазам движения штанг и труб.

Определим давление, затрачиваемое на полезную работу по подъему жид-

кости:

(1+#*)'*

(1+0,24)-0,197

-''

1,19.42,2-10-Ч0,24

+ -

1,82 МПа.

13.

Определение влияния промысловых факторов.

Значения

коэффициентов (см. табл. V.6), учитывающих увеличение дав-

ления,

развиваемого силовым насосом, и обусловленных:

1) буферным давлением

при

ходе вверх

(]п/Кф)-Ы

Г(15,2/0,24)-14,99]-10-«

(<7

+ ?к) -(2,03+1,52)/0,24-(9,53+1,499) -

12,85-Ю-

;

при

ходе вниз

(fn + Ы) 0,24(15,2+

14,99)-10-«

~0249531,499+1,52).2,03

=7.39-

2) плотностью пластовой жидкости

Рж/Рст

1000/7800

1—Рж/Рст ~

1—1000/7800

14/

при

ходе вверх

(<7ж

-"р7ш) //С

— q

(1,52 —0,147-2,03)/0,24—1,499 _

QlB=

(<?ш

+ «7ж)/^ф-(<7т + <?к) -(2,03+1,52)/0,24-(9,53+1,499) ~

0,954,

при

ходе вниз

0,24(1,499+1,52)+0,147-2,03

-д

-0,24(2,53 + 1,499 +

1,52)-2,03

042

так как плотность откачиваемой жидкости не отличается от заданной, то и

результаты этого расчета не используются;

3) силами трения

при

ходе вверх

1/ТСфНш

(1 +

1/0,24)2,03

(Ъ

+ Ч

) ~ (2,03+ 1,52)/0,24-(9,53+1,499)

2,78,

226

<7ш

9,53 + 2,03 + 1,499+1,52

вв

(qm +

Яж)

/х

— \q? + <7

) ~ (2,03 +1,52)/0,24—(9,53+

1,499)

3,87;

при

ходе вниз

+0,24) -2,03

0,24(9,53 + 1,499 + 1,52) —2,03~

0,24(9,53 + 2,03+1,499+1,52)

0,24(9,53 + 1,499 + 1,52) —2,03 ~

ЬЬ

4) высотой динамического уровня

при

ходе вверх

<?ж/Кф-<7тРж/Рс-<7к

(1,52/0,24) - (9,53-1000/7800) — 1,499

—г-=

(2,03+ 1,52) /0,24— (9,53+

1,499)

0,96,

при

ходе вниз

тРж/Рс

Як

+ <7ж) _ 0,24 (9,53-1000/7800 +

1,499+

1,52) .

ц. (?к +

Яш)

— Яш 0,24(9,53+1,499+1,52)—2,03

1>Ш

Таким

образом, получим:

Ход вверх Ход вниз

Р6_ 1)

=1 +

12,85Х

)б

=1+7,39.10

' 98-W 98-10

° \/1 п

—

4 111' \/ w

Ofi7

•

1100-9,81" ' '

1100-9,81 ' ° '

= ^'/Р = 1 — %

1 —

0,96Х

1100—1050

Н — h

RHH

1100 — 1050 т)

=1 —1,03-

2з

; Х

НТО =0,956;

о,953;

тр

= 1+0,005-2,78+ «

гр

= 1 +0,005-2,56 +

0,015-3,87=1,071; +0,015-3,56 = 1,066 .

Для вертикальной скважины коэффициент треяия

=0,003—0,007, ц

=0,010—0,020.

Коэффициент,

учитывающий увеличение давления при разгоне,

«1днн =

Рк

л/Руст=2,41/1,82=1,32.

Коэффициент

увеличения мощности двигателя, обусловленный неполным

уравновешиванием,

(если не установлен груз Q)

(<7т +

Як

+ <7ж) — ^ш! (^р + ^)

[(0,23 + 0,01) (9,53+ 1,499+1,52)

—2,03]

(0,23 +

0,197)

~~ 1,52(1+0,23)-0,197 =1.13.

14. Определение параметров циклограммы.

Максимальное ускорение

при

ходе штанг вверх

вниз

2,03

2,41.10

.254.10-

9,81^9,53+1,49

1,52-^24+

981

1100

тахв

9,53-0,131+2,03-0,489

42,73

м/с

227

шахн

9,53-0,131+2,03-0,489

8,86 м/с*.

Продолжительность разгона точки подвеса штанг при

ходе

вверх и вниз

0,197-2,5-10-'Х2

«рв =

1,19.42-10-

-0,197-42,73(1+0,25)

=°.°

2с

2,5-10-

-2

'РН-

1,19-42-10-*Х8,86(1

+0,25)

=°'

1с

Общее время, в течение которого клапан

будет

открыт,

+*р

а) =2(0,02+0,1) =0,24 с,

причем это время не зависит от изменения длины

хода.

Путь, проходимый точками подвеса штанг и

труб

в период неустановив-

шегося движения, мал (на два порядка меньше длины хода), поэтому в даль-

нейших расчетах его не будем учитывать.

Общая продолжительность двойного

хода

lafш^(ЛГ

+ к) _

2,2-42-10-«-1,19(0,24

0,197)

~ 2,5-10-4.+0,24)0,197 "^с

Время

хода

штанг вверх

7,86-0,197

0Л97

54с

Кф + k

Время

хода штанг вниз

= t

. — t

7,86—

3,54 = 4,31 с.

Соответственно

время, когда переливной клапан будет закрыт,

= t

—

KJI

= 7,86 — 0,24 = 7,62 с.

Таким

образом, в общем балансе времени двойного хода:

для неустановившегося движения

KJI

0,24/7,86

= 0,ОЗк)(ДК-)

=1,13,

i)g=

1,11, у]

= 0,956,

!-П

т)

1,69,

•»

)тр

= 1,071, 17

ин = 1,32 ]

для установившегося движения

1(4*) = 1.13. "I

j, кл/ у у^ — yj 2,1% ,

Q лосе )П»л 1 *^fi

7>86

'i)

1,071.

•*

Произведения

коэффициентов следует учитывать при дальнейших расче-

тах. Для упрощения взяты максимальные значения коэффициентов для

хода

штанг вверх или вниз. При необходимости проведения более точного расче-

та значения коэффициентов а и В следует учитывать для

хода

штанг вверх

вниз отдельно.

15. Определение мощности приводного двигателя.

228

Для определения мощности приводного двигателя с

учетом

перечислен-

ных факторов воспользуемся формулой

,1100-1,52-9,81(1

0,24)0,197

0,97X0,95

1,19-42,2-10-

^0,24+

0,197)

•

К0,03-1,69

0,97-1,36

' =

6790

Вт = 7 кВт.

В данном расчете к. п. д. силового насоса с

учетом

к. п. д. гидроприво-

да, изменяющийся в пределах

0,97—0,75

в гависимости от степени изношен-

ности,

принят равным 0,97, а к. п. д. двигателя — 0,95.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ

УСТАНОВОК

АГН

Насосные

установки АГН впервые применяются на промыслах Совет-

ского Союза. Использование в установках объемного гидропривода позволи-

ло получить все те преимущества, о которых говорилось выше. При выпол-

нении

всех

операций, обусловленных эксплуатацией установки, трудоемкость

обслуживания, а также усилия, затрачиваемые обслуживающим персоналом,

также намного меньше по сравнению с обслуживанием балансирных станков-

качалок.

основным отличиям (технологическим) установок рассмотренного типа

от балансирных станков-качалок относится принудительное перемещение ко-

лонны

НКТ у

устья

скважины. Однако

следует

иметь в

виду,

что и при

использовании обычных балансирных станков-качалок вследствие периоди-

чески меняющейся нагрузки от веса столба откачиваемой жидкости колонна

НКТ

тоже перемещается и непрерывно трется об эксплуатационную колонну.

Максимум перемещения

соответствует

нижнему торцу колонны

труб.

Каче-

ственный характер явлений, происходящих при трении, тот же, что и при

использовании гидроприводных установок, а интенсивность износа эксплуа-

тационной

колонны одинакова.

Для снижения интенсивности изнашивания

труб

при использовании

уста-

новок

АГН в зонах искривления ствола скважины

следует

использовать про-

текторы, надеваемые на

трубы

в зонах наиболее интенсивного износа.

Участ-

ки,

где

следует

устанавливать протекторы, определяют с помощью инклнно-

граммы скважины и затем уточняют в процессе эксплуатации.

При

работе установок в сложных условиях (парафинистые нефти, боль-

шое содержание песка, высокая вязкость) необходимы те же мероприятия,

что и при работе с балансирными станками-качалками, однако необходимо

учитывать специфику конструкции новых установок.

На

скважинах, дающих парафинистую нефть и снабженных АГН, можно

применять

НКТ с внутренним покрытием. Однако при удалении парафина

пропарипчнием

колонны

следует

учитывать, что уплотнения

устьевого

штока

устьевоп

трубы

не рассчитаны на высокие температуры, возможные при

подаче пара, а поэтому на время обработки скважины их

следует

заменять

временными,

изготовленными из термостойких материалов. Остальные техно-

логические операции, связанные с пропариванием, остаются в основном та-

кими

же, как и при работе с обычными балансирными станками-качалками.

При

откачке высоковязких нефтей желательно подбирать внутриокважин-

ное

оборудование таким образом, чтобы параметр равновесия имел мини-

мальное значение. При этом скорость перемещения колонны штанг вниз

уменьшается, а следовательно, уменьшается и вероятность потери устойчи-

вости колонны штанг, обусловленной гидродинамическими силами сопротив-

ления.

Минимальному значению параметра уравновешенности

соответствуют

конструкции внутрискважинного оборудования с малыми диаметрами екая-

жинных насосов.

229

Подбор,

установка и эксплуатация защитных приспособлений газовых и

Песочных якорей осуществляются так же, как и при традиционных способах

добычи.

ТРАНСПОРТИРОВКА,

МОНТАЖ

ДЕМОНТАЖ

УСТАНОВКИ

Транспортирование установок с завода-изготовителя на нефтепромысло-

вые базы должно осуществляться в соответствии с техническими условиями

на

изготовление установки в таре, обеспечивающей ее сохранность, предохра-

нение

от повреждений и изоляцию от воздействия атмосферных осадков.

Заводская упаковка удаляется непосредственно перед монтажом на скважи-

не.

Расконсервация установки осуществляется в промысловой мастерской и

заключается в удалении защитной смазки с рабочих поверхностей штоков,

устьевой

трубы

устьевого

штока и монтаже двигателя и манометров.

В полностью собранном виде заправленная рабочей жидкостью установ-

ка

доставляется к скважине на специальном транспортном средстве, при-

способленном для перевозки длиномерных грузов и обеспечивающем сохран-

ность установки как при транспортировании, так и при монтаже-демонтаже.

Лучше

всего для этого использовать специализированный

агрегат

для

комплексного обслуживания установок АГН, при его отсутствии допускается

применение

штанговозов, трубовозов или саней-волокуш, оборудованных про-

филированными

прокладками, служащими для предохранения установки от

повреждения. При погрузке и разгрузке установки необходимо крепить за-

хваты

(или тросы), в

местах,

предусмотренных инструкцией по эксплуатации

на

соответствующий типоразмер установки. Нарушение этого требования не-

допустимо, так как может привести к порче установки.

МОНТАЖ

ДЕМОНТАЖ

УСТАНОВКИ

НА

СКВАЖИНЕ

Плоскость

монтажной поверхности

устья

скважины должна быть гори-

зонтальной, обеспечивающей вертикальное положение смонтированной

уста-

новки.

До монтажа установки на

устье

скважины необходимо: определить в со-

ответствии с приведенной методикой параметры элементов внутрискважинно-

го оборудования, т. е. диаметры насосно-компрессорных

труб,

колонны штанг,

плунжера скважинного насоса, а также параметры гидравлического привода

(наземной

части установки), при которых

будет

обеспечен необходимый де-

бит скважины, а установка

будет

уравновешена.

Монтажу установки на скважине должен -предшествовать спуск колонн

насосно-компрессорных

труб

с насосом, штанг.

Монтаж и демонтаж установок может осуществляться с помощью агре-

гата

подземного ремонта, который должен иметь грузоподъемность, обеспе-

чивающую подъем установки вместе с колоннами штанг, насосно-компрес-

сорных

труб

и жидкостью, содержащейся в них, или с помощью автокрана,

грузоподъемность которого должна соответствовать лишь

весу

наземной

части установки. При работе с агрегатом подземного ремонта монтаж-демон-

таж выполняется бригадой ПРС.

Рассмотрим последовательность операций при проведении работ с по-

мощью

агрегата

подземного ремонта: после доставки на скважину к

уста-

новке,

лежащей на транспортном средстве, присоединяется монтажная те-

лежка. Она крепится к нижнему фланцу установки.

Перед монтажом установка должна быть расположена относительно

устья

скважины в соответствии со схемой (рис.

V.8,a).

Монтажная тележ-

ка

7, прикрепленная к установке, соединяется тросом с вспомогательной

лебедкой 8, установленной на транспортном средстве. (В качестве вспомога-

тельной лебедки может быть использована лебедка автомобиля высокой про-

ходимости.) Элеватором ЭГ2, подвешенным на крюке талевой системы /

подъемника, захватывают

«грибок»

3, расположенный в верхней части

уста-

новки.

(Вместо элеватора может быть использовано специальное монтажное

приспособление, захватывающее установку внизу или в средней части.) Под-

230